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建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制，逐步推動(dòng)儲(chǔ)能電站參與電力市場(chǎng);研究探索將電網(wǎng)替代性，儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收;完善峰谷電價(jià)政策。

• 電量補(bǔ)貼:南方電網(wǎng)“兩個(gè)細(xì)則”，按充電電量給予0.5元/千瓦時(shí)補(bǔ)償;《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能管理暫行辦法》， 對(duì)執(zhí)行電力調(diào)度指令的儲(chǔ)能給出0.55元/千瓦時(shí)充電電價(jià)補(bǔ)償;《蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項(xiàng)引導(dǎo)資金管理辦法》 提出儲(chǔ)能項(xiàng)目自投運(yùn)后按發(fā)電量0.3元/千瓦時(shí)進(jìn)行補(bǔ)貼。

• 容量補(bǔ)貼:允許儲(chǔ)能參與需求側(cè)響應(yīng)獲得容量補(bǔ)貼。江蘇、山東等省份制定或修改需求響應(yīng)規(guī)則允許儲(chǔ)能參與 需求響應(yīng)，并針對(duì)不同響應(yīng)特性，制定了分級(jí)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。

國(guó)家明確了儲(chǔ)能“市場(chǎng)主導(dǎo)、改革助推”的發(fā)展原則，通過市場(chǎng)盈利是我國(guó)儲(chǔ)能商業(yè)化應(yīng)用的基本方向。國(guó)家層面積極推動(dòng)電力市場(chǎng)化改革，為儲(chǔ)能商業(yè)化應(yīng)用創(chuàng)造條件

中長(zhǎng)期交易:2020年，《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則》明確了儲(chǔ)能作為電力中長(zhǎng)期交易的市場(chǎng)主體。

現(xiàn)貨市場(chǎng):2017年，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，對(duì)8個(gè)地區(qū)開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)，浙江、福建等省份的現(xiàn)貨市場(chǎng)方案中考慮將儲(chǔ)能納入現(xiàn)貨市場(chǎng)，參與電量交易。

電力輔助服務(wù)市場(chǎng):2017年，國(guó)家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場(chǎng))機(jī)制工作方案》，要求各地“按效果補(bǔ)償原則”盡快調(diào)整調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)計(jì)量公式，提高輔助服務(wù)補(bǔ)償力度，鼓勵(lì)儲(chǔ)能提供電力輔助服務(wù)

調(diào)峰方面:目前全國(guó)共20個(gè)省份或地區(qū)出臺(tái)了調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則(含試運(yùn)營(yíng))。儲(chǔ)能參與調(diào)峰的主要形式是與新能源發(fā)電開展雙邊交易，普遍要求容量達(dá)到4MW/10MWh，補(bǔ)償價(jià)格設(shè)定在0.1~0.2元/千瓦時(shí)之間。

調(diào)頻方面:目前我國(guó)共有6個(gè)省份或地區(qū)出臺(tái)了調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則，其中廣東、福建、山西、江蘇允許儲(chǔ)能參與調(diào)頻。

報(bào)價(jià)和補(bǔ)償方式上引入“里程報(bào)價(jià)”，并設(shè)置出清價(jià)格上下限，執(zhí)行“按效果補(bǔ)償”機(jī)制。

以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)構(gòu)建面臨多重挑戰(zhàn):

一是慣量問題，光伏、風(fēng)電等無慣量 或弱慣量新能源代替?zhèn)鹘y(tǒng)機(jī)組，電力系統(tǒng)變“輕”;

二是調(diào)節(jié)能力問題，日內(nèi)新能源自然功 率最大波動(dòng)達(dá)到裝機(jī)的30%;

三是支撐能力問題，系統(tǒng)短路比一般需要傳統(tǒng)交流發(fā)電機(jī)進(jìn)行 支撐，電力電子化將降低支撐能力，需要?jiǎng)討B(tài)無功支撐。



受固有的隨機(jī)性和間歇性特征影響，新能源發(fā)電出力在負(fù)荷高峰期往往大幅低于裝機(jī)規(guī) 模，致使高峰時(shí)段的電力平衡難以保障。根據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，度夏度冬期間，早峰時(shí)段風(fēng)電、光 伏保證出力僅為4%、11%;晚峰期間風(fēng)電保證出力雖然提升至9%，但光伏出力基本為零。

電化學(xué)儲(chǔ)能容量與新能源發(fā)展裝機(jī)、抽蓄發(fā)展速度密切相關(guān)。

2025年國(guó)家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)電化學(xué)儲(chǔ)能容量需求3400萬千瓦左右，考慮電化學(xué)儲(chǔ)能電站實(shí)際可用率約為 70%，實(shí)際電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)需達(dá)到5000萬千瓦，平 均儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上。

2030年電化學(xué)儲(chǔ)能容量需求將達(dá)1.26億千瓦，平均儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上，占整個(gè)儲(chǔ)能容量比例超過50%。


在保持煤電新增裝機(jī)規(guī)模、新能源新增裝機(jī)優(yōu)先安排在消納較好省區(qū)的基礎(chǔ)上，考慮各 區(qū)域負(fù)荷峰谷差和同時(shí)率、以及新能源接入帶來額外調(diào)峰需求，按95%利用率扣除新能源反 調(diào)峰尖峰時(shí)段電量，預(yù)計(jì)2025年、2030年公司經(jīng)營(yíng)區(qū)系統(tǒng)調(diào)峰需求達(dá)到6.7、10.6億千瓦。

在現(xiàn)有政策及未來電力市場(chǎng)改革推進(jìn)下，儲(chǔ)能存在多種典型商業(yè)模式，可按服務(wù)對(duì)象分 成為電源服務(wù)、為電網(wǎng)服務(wù)和為用戶服務(wù)等三大類。

儲(chǔ)能聯(lián)合火電機(jī)組調(diào)頻:在火電廠安裝電儲(chǔ)能裝置，利用儲(chǔ)能毫秒級(jí)快速、穩(wěn)定、精準(zhǔn)的充放電功率 調(diào)節(jié)特性，將儲(chǔ)能裝置與火電機(jī)組聯(lián)合調(diào)頻，提升傳統(tǒng)火電機(jī)組調(diào)頻性能指標(biāo)。是我國(guó)現(xiàn)行輔助服務(wù) 考核機(jī)制下的特有形式，容量需求有限，市場(chǎng)快速飽和。山西等地區(qū)調(diào)頻市場(chǎng)啟動(dòng)初期，儲(chǔ)能調(diào)頻收益較高，最短可在2~3年左右收回成本，但隨著市場(chǎng)飽和收益出現(xiàn)明顯下降。


新能源場(chǎng)站配置儲(chǔ)能減少棄電與并網(wǎng)考核:收益來源以棄電存儲(chǔ)為主，減少考核費(fèi)用為輔，同時(shí) 可能享受電量補(bǔ)貼或優(yōu)先并網(wǎng)等政策優(yōu)惠。對(duì)于標(biāo)桿電價(jià)較高且存在棄電的新能源電站有一定盈 利空間，考慮目前儲(chǔ)能全壽命周期度電成本，新能源上網(wǎng)電價(jià)應(yīng)在0.5~0.6元/千瓦時(shí)以上;對(duì) 于“兩個(gè)細(xì)則”考核嚴(yán)格的地區(qū)，可通過減少偏差考核回收投資。

儲(chǔ)能通過共享方式參與調(diào)峰:由多個(gè)新能源場(chǎng)站與同一個(gè)儲(chǔ)能電站簽訂協(xié)議，共同使用儲(chǔ)能電站服務(wù)，儲(chǔ)能主要參與輔助服務(wù)市場(chǎng)盈利，盈利能力受儲(chǔ)能自身共享率和與新能源交易價(jià)格影響。

• 《南方區(qū)域電化學(xué)儲(chǔ)能電站并網(wǎng)運(yùn)行管理及輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則(試行)》中提出對(duì)于提供充電調(diào)峰服 務(wù)充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.5元/千瓦時(shí)，《青海電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則(試行)》中提出電網(wǎng)調(diào)用儲(chǔ)能設(shè)施參與青海電網(wǎng)調(diào)峰價(jià)格暫定0.7元/千瓦時(shí)。

• 考慮已有調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)給予電化學(xué)儲(chǔ)能的調(diào)峰價(jià)格普遍不高，實(shí)際利用小時(shí)數(shù)偏低，目前采用該模式難以獨(dú)立支撐儲(chǔ)能商業(yè)化運(yùn)行。

經(jīng)營(yíng)性租賃模式:電網(wǎng)企業(yè)通過支付儲(chǔ)能投資商租賃費(fèi)的形式應(yīng)用儲(chǔ)能，目前相關(guān)租賃費(fèi)用尚未明 確通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)。

合同能源管理模式:儲(chǔ)能提供的節(jié)能降損等可量化的服務(wù)費(fèi)用，由電網(wǎng)企業(yè)通過降損增加輸電量的 利潤(rùn)空間中扣除，但節(jié)能降損服務(wù)費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)界定是關(guān)鍵問題。

容量電費(fèi)模式:容量電費(fèi)模式是參考抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)，對(duì)儲(chǔ)能容量進(jìn)行補(bǔ)償。具備系統(tǒng)級(jí)調(diào)節(jié)能力的大容量電化學(xué)儲(chǔ)能，對(duì)于先進(jìn)技術(shù)示范等特定項(xiàng)目可參照抽水蓄能采用容量電費(fèi)模式，在完全電力市場(chǎng)化前對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站進(jìn)行支持，容量電費(fèi)核定參照抽蓄適當(dāng)上調(diào)。

• 目前電化學(xué)儲(chǔ)能投資成本來看，其容量電費(fèi)遠(yuǎn)高于515元/千瓦·月的抽水蓄能平均容量電費(fèi)，如張家口風(fēng)光儲(chǔ)輸示范項(xiàng) 目容量電費(fèi)達(dá)到每月2500萬元，折合儲(chǔ)能容量電費(fèi)13636元/千瓦·年;測(cè)算大連液流電池儲(chǔ)能電站容量電價(jià)是抽水蓄能電站的4倍以上。

削峰填谷和需量管理模式:用電客戶在表內(nèi)安裝儲(chǔ)能裝置，提高自身負(fù)荷調(diào)控能力和供電可靠性。受多輪降低一般工商業(yè)電價(jià)政策的實(shí)施影響，用戶側(cè)配置儲(chǔ)能削峰填谷積極性下降，普通工業(yè)和大工 業(yè)用戶安裝儲(chǔ)能僅少部分省能實(shí)現(xiàn)盈虧平衡。取消目錄電價(jià)后，收益預(yù)期不穩(wěn)但收益水平可能增加。

光儲(chǔ)一體化模式:電力用戶通過配置儲(chǔ)能提高分布式光伏自發(fā)自用率，減少電費(fèi)支出。儲(chǔ)能與分布式 光伏結(jié)合經(jīng)濟(jì)性取決于用戶峰時(shí)電價(jià)與余電上網(wǎng)電價(jià)價(jià)差。

輸配電價(jià)模式:為了保障電網(wǎng)安全或供電能力，由電網(wǎng)公司作為公用事業(yè)部門投資或租賃或通過購(gòu)買 服務(wù)的方式應(yīng)用儲(chǔ)能項(xiàng)目，相關(guān)費(fèi)用通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)。

獨(dú)立參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng):新能源快速發(fā)展帶來了頻率波動(dòng)問題，獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與快速調(diào)頻具有 顯著優(yōu)勢(shì)，是未來重要的商業(yè)模式。

獨(dú)立/聚合參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng):獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰是指直接接入公用電網(wǎng)的儲(chǔ)能電站參與調(diào)峰輔 助服務(wù)市場(chǎng)的盈利模式。聚合儲(chǔ)能調(diào)峰是指聚合商、綜合能源服務(wù)商、售電公司等市場(chǎng)主體通過聚 合用戶側(cè)儲(chǔ)能參與參與電網(wǎng)調(diào)峰。

儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng):當(dāng)我國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制建立健全之后，電化學(xué)儲(chǔ)能可通過現(xiàn)貨交易獲取收益。容量分拆出售或出租模式:由單個(gè)或多個(gè)社會(huì)第三方購(gòu)買或租賃獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量，分?jǐn)們?chǔ)能電站投資建設(shè)成本。

原標(biāo)題：新型儲(chǔ)能的商業(yè)模式